Контроль за разработкой месторождений, страница 3

Акустические характеристики пород. Скорости и коэффициенты затухания упругих волн в породах-коллекторах зависят от текущей нефтегазонасыщенности и напряженного состояния (давления). Затухание упругих волн в породах обусловлено потерями на вязкое трение и для продольных волн, термическими потерями между сжатыми и растянутыми зонами. Термические потери часто намного больше потерь на вязкое трение. Коэффициент затухания продольных волн в воде меньше, чем в нефти, а поперечных – наоборот больше. Дифференциация коэффициента затухания в породах, насыщенных разными флюидами, достигает 300–400%.

Турбулентность потока при движении флюидов создает шумовой эффект. Характер спектра шума одно- и двухфазного потока различен и может быть использован для выделения мест притока и определения дебита флюидов и их фазного состояния.

5.2 Методы контроля разработки месторождений

В данном разделе рассматриваются основные вопросы применения геофизических методов для контроля разработки нефтяных и газовых месторождений и эксплуатации подземных хранилищ углеводородов. К таким вопросам относятся:

Изучение методов промысловой геофизики для решения задач, возникающих при разработке месторождений углеводородов,

Контроль разработки месторождений углеводородов. Получение информации о состоянии продуктивных пластов и изменениях, происходящих в процессе вытеснения углеводородов.

Определение начального положения и динамики перемещения  ВНК, ГНК.

Уточнение геологического строения месторождения, первичных определений запасов углеводородов, оценка коэффициентов текущей и конечной углеводородонасыщенности и отдачи, оценка эксплуатационных характеристик пластов, контроль за процессами интенсификации притока и приемистости пластов.

Изучение технического состояния скважин: качества цементирования обсадных колонн, определения мест притока и поглощения жидкости в скважине, определение состава и уровня жидкости, определения местоположения муфтовых соединений и перфорированных участков, определения состояния обсадных колонн (толщина, диаметра, смятия, разрыва, коррозии), выбор оптимальных режимов работы скважин, определение мест парафиновых и солевых отложений.

Определение первичного положения ВНК, ГНК, ГВК производится перед началом эксплуатации залежи. Контакты ВНК, ГНК, ГВК в природных коллекторах не являются четкими, существует плавный переход. За ВНК, ГВК принимают поверхность в переходной зоне, выше которой получают промышленные притоки нефти с небольшим количеством воды.

Положение ВНК, ГВК ГНК определяют по данным опробования и промыслово-геофизическим исследованиям: в не обсаженных скважинах методами сопротивлений, радиометрии и акустики, в обсаженных – радиометрии, термометрии и акустики.

Водонефтяной контактпо данным КС последовательного градиент-зонда, потенциал-зонда, микрозонда отмечается резким падением сопротивления, т.к. нефть высокоомный, а вода – низкоомный флюид.

Газоводяной контакт в не обсаженных скважинах устанавливается так же, как и ВНК методами сопротивлений. В обсаженных скважинах применяются нейтронные методы НГК, ННК-Т.

Газонефтяной контакт методами сопротивлений установить нельзя. Хорошие результаты получают применением методов НГК, ННК-Т, их импульсных вариантов ИНГК, ИННК-Т. При переходе от нефти к газу показания нейтронных методов будут увеличены. Хорошие результаты получаются при использовании временных задержек ИННК. Время жизни тепловых нейтронов в газоносных пластах намного больше, чем в нефте- и водоносных.

По геохимическим методам газонефтяной контакт обнаруживается увеличением отношения содержания этана к пропану больше единицы, что свидетельствует о газонасыщенности коллекторов.